中国南方扬子地区二叠系页岩气虽然已获得重要勘探突破，但受限于复杂沉积相变、差异化源-储条件以及构造保存条件等多种因素，其勘探潜力与下一步方向仍不十分清楚。系统研究了二叠系页岩特征及分布、勘探潜力与页岩气保存条件，提出了勘探前景与方向。研究表明：二叠系共发育海相和海-陆过渡相2种类型页岩，孤峰组、龙潭组/吴家坪组和大隆组3套富有机质页岩地层。页岩展布受陆缘（内）裂陷和克拉通内拗陷盆地控制，海-陆过渡相龙潭组页岩主要分布在扬子西部和东南部克拉通拗陷盆地，海相孤峰组、吴家坪组和大隆组页岩主要发育在扬子北缘陆缘（内）裂陷盆地。海相页岩具有脆性矿物含量高、有机碳含量高、有机孔发育、含气量高的特点，海-陆过渡相页岩具有有机碳含量高、热演化适中、无机孔发育、含气量总体较低且变化范围大的特点。构造活动和保存条件是控制扬子地区二叠系页岩气勘探潜力的重要因素，四川盆地、鄂西地区、江汉盆地和苏北盆地等构造变形程度弱的地区，保存条件好，具有较大勘探潜力。建议加强页岩细粒沉积相带、富集动态演化规律、保存条件综合评价指标以及适应性储层改造技术体系等4个方面研究，攻克二叠系页岩勘探开发面临的地质工程难题，加快南方扬子地区二叠系页岩气勘探开发。

中国页岩气主要分布于四川盆地及其周缘地区、中扬子地块、塔里木盆地、桂中坳陷和鄂尔多斯盆地等区域，地质理论创新和工程技术突破推进中国页岩气产业快速发展。不断拓展页岩气勘探开发领域，实现页岩气产业的跨越式发展，对于有效缓解中国油气供需矛盾具有重要作用。研究表明：①截至2023年底，页岩气累计探明地质储量2.96 × 10¹² m³，约占中国天然气总探明地质储量的15 %，年产量约250 × 10⁸ m³，占中国天然气产量的13 %，全部来自四川盆地及其周缘的五峰组-龙马溪组。②四川盆地及其周缘中、浅层海相页岩气是稳产、增产的主力军，目前页岩气勘探开发集中在四川盆地深层-超深层新领域、四川盆地外复杂构造区常压海相新区、寒武系和二叠系等新层系以及陆相和海-陆过渡相等新类型。③预测2035年页岩气年产量将达到1 000 × 10⁸ m³，约占中国天然气产量的1/3。④建议加大国内页岩气勘探开发力度，丰富和发展多类型页岩气成藏地质理论并持续攻关配套关键技术，大力促进页岩气增储上产。⑤中国页岩气地质资源量为118.67 × 10¹² m³，具有巨大的勘探和开发潜力。

微量稀土元素在成岩环境重建和成岩流体演化示踪中具有重要的应用价值，溶液法是目前该领域较为成熟且常用的测定方法，但存在粉末样品需求量大，导致只能对多个微区成岩组构混合样进行测试；样品化学处理流程复杂、用时长且耗酸量大；测试精度有待提高。这些局限性在一定程度上制约了该技术的推广应用。依托国家能源碳酸盐岩油气重点实验室平台，开展了碳酸盐矿物微量稀土元素测试新技术的研究与开发，并取得了3项重要成果：①实现溶液法碳酸盐矿物微量稀土元素测试技术的升级，通过优化化学处理流程，使粉末样品需求量从50 mg降低至10 mg，满足了微组构取样和测试的要求。同时，样品处理时间缩短，耗酸量从10 mL降至2 mL，数据相对误差从5 % ~ 10 %降至2 % ~ 5 %。②基于RESOlution激光剥蚀系统、iCAP TQ三重四极杆电感耦合等离子体质谱仪和QuadLock平台，成功开发了微量稀土元素激光面扫描成像新技术。该技术将检测含量下限从（1 ~ 10） × 10^-9级降至10^-9级以下，图像空间分辨率从≥ 5 µm提升到≤1 µm，图像扫描和处理时间效率提高到原来的10倍。③微量稀土元素激光面扫描成像新技术的开发拓展了应用领域，除用于微区组构成岩环境重建及成岩流体演化示踪研究外，还可用于激光U-Pb同位素绝对年龄测定，提高测年成功率和精度。此外，该技术还用于研究微量稀土元素含量及其比值与矿物阴极发光（CL）特征的耦合关系。微区组构的微量稀土元素测试新技术的开发为碳酸盐岩储层成因研究提供了有力的技术支持。

洼陷带作为油气勘探的重点领域，在渤海湾盆地东濮凹陷40余年的勘探历程中，其勘探面积占东濮凹陷的49 %，但探明石油地质储量仅占东濮凹陷的1 %，呈现出“剩余资源大、探明储量少、有油流无高产、有发现难展开”的勘探困境。近年来，通过持续加强油气富集规律研究，综合利用岩心、测井和分析化验资料，对东濮凹陷不同洼陷开展了烃源岩、源-储配置关系和成藏序列系统研究。研究表明：① 厚度相对薄、有机质丰度相对高（总有机碳含量TOC > 1 %）的高效源岩是洼陷带的主要生油岩，打破了洼陷带普遍发育烃源岩的传统认识。② 湖平面高频振荡，形成独特的砂、泥互层“千层饼”式沉积韵律，高效源岩与砂体叠置，近洼储层连片分布，打破了洼陷带泥岩发育而储层不发育的传统认识。③ 烃类充注和流体超压作为近洼成储的主控因素，极大地拓展了有效储层深度下限，打破了3 500 m埋深是传统陆相碎屑岩“死亡界限”储层深度的固有认识。④ 洼陷带油气藏具有“接续成藏”的特点，打破了“水层之下无油气藏”的传统认识。基于上述创新认识，取得了“百方油流、千米含油层段、亿吨资源量”的重大突破，实现了东濮凹陷勘探由构造带向洼陷带的战略转移，落实了规模增储阵地，对渤海湾盆地洼陷带勘探具有重要指导意义。

陆相页岩油勘探已取得突破，但页岩油富集高产的主控地质因素尚不清晰，制约着页岩油的高效开发。精细刻画不同纹层特征可揭示页岩油富集主控因素。本文以济阳坳陷古近系沙河街组富碳酸盐页岩为研究对象，通过薄片鉴定和场发射扫描电镜观察，剖析了典型纹层储集空间和含油性的特征，揭示了页岩纹层组合对页岩油富集的控制作用。研究发现，济阳坳陷沙河街组四段上亚段富碳酸盐页岩的纹层可划分为纤维状方解石纹层、泥晶方解石纹层、粉晶方解石纹层、富黏土矿物纹层和混合矿物纹层5种类型，主要发育“泥晶方解石纹层+富黏土矿物纹层+混合矿物纹层”和“纤维状方解石纹层+粉晶方解石纹层+富黏土矿物纹层+混合矿物纹层”2种纹层组合模式；富黏土矿物纹层和混合矿物纹层有机质含量高，是页岩油富集的物质基础；粉晶方解石纹层储集空间发育，是页岩油储集的优势纹层；富黏土矿物纹层与粉晶方解石纹层或泥晶方解石纹层叠置分布，可构成页岩油富集的最佳纹层配置，该类纹层组合的富碳酸盐页岩是页岩油勘探开发的重要目标。

针对渤海湾盆地东濮凹陷潜山供烃方式不明确以及油气成藏过程不清楚的问题，对东濮凹陷潜山的形态及内部结构进行了系统分类，并结合烃源岩发育特征及源-储对接关系，明确了不同类型潜山的供烃方式，厘清了断层、砂体及不整合输导体系对油气成藏过程的控制作用，提出了东濮凹陷潜山的油气富集成藏模式。研究结果表明：①东濮凹陷发育残丘山、断块山和滑脱山3种类型；具体可划分为单斜-残丘型潜山、褶皱-残丘型潜山、单斜-断块型潜山、褶皱-断块型潜山和单斜-滑脱型潜山5种潜山类型，其中主要为单斜-断块型潜山。②东濮凹陷潜山油气藏主要有两套烃源岩供烃，存在单向或双向供烃2个方向。油气主要通过阶梯状、桥式、侧接式、全接触式或切断式5种供烃方式向潜山储层充注，不同的供烃方式使潜山油气运移效率及成藏过程受到输导条件的控制。③断层的垂向输导能力、砂岩的侧向输导能力以及断层的侧向封闭性是断块潜山的油气差异运移聚集的主要控制因素；潜山不整合面的输导能力是不整合面附近油气成藏的关键控制因素，它决定了油气的聚集位置和成藏规模。东濮凹陷潜山供烃方式及输导条件的差异是导致潜山油藏成藏差异的主要原因。其中，全接触式和桥式双向供烃的挤压-拉张型内部褶皱-断块型潜山油气最为富集，而单向阶梯式供烃的侵蚀型单斜-残丘型潜山的油气富集程度相对较低。

从分子尺度探讨低熟页岩干酪根结构及生烃特征，揭示其生烃路径和生烃模式对低熟页岩干酪根生烃研究及页岩油勘探的重要意义。通过元素分析、固体碳核磁共振谱（¹³C NMR）、X射线光电子能谱（XPS）和傅里叶变换红外光谱（FTIR）等测试分析，研究了辽河坳陷西部凹陷沙河街组四段低熟页岩干酪根的杂原子形态、碳骨架结构、脂肪族和芳香族官能团等特征，构建了化学式为C₁₈₈H₃₁₀O₁₄N₄S的干酪根二维分子结构模型。结果表明：该干酪根分子具有脂肪族含量占比高（73.40 %）、芳香族含量占比低和脂肪链较长（亚甲基链碳数为5.04）的特征。干酪根分子的热解生烃反应分子动力学（ReaxFF MD）模拟显示，气态烃（C₁—C₄）质量占比在3 500 K温度下可高达41.32 %，轻油组分（C₅—C₁₃）质量占比在3 300 K温度下高达20.75 %，重油组分（C₁₄—C₃₉）质量占比在2 800 K温度下高达30.22 %，干酪根热解生烃转化率高达61.67 %。页岩干酪根生烃过程经历了结构变化、弱键断裂、强键断裂、二次裂解和缩聚反应等阶段，发生了脂肪族杂原子断键和碳-氢原子断键、芳香族杂原子断键和碳-氢原子断键及芳环脱氢缩聚反应。

渤海湾盆地黄骅坳陷歧北次凹古近系沙河街组三段（沙三段）页岩油展现了巨大的勘探开发潜力。通过开展系统的岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射（XRD）、高压压汞、总有机碳含量（TOC）以及岩石热解等实验分析，探讨了页岩油富集的地质条件及控制因素。研究表明：① 歧北次凹沙三段一亚段主要发育纹层状中粒灰云质页岩、纹层状细粒混合质页岩、层状细粒混合质泥岩、层状中粒混合质泥岩、层状粗粒长英质泥岩和块状中粒混合质泥岩6种典型岩相。② 泥/页岩TOC介于0.23 % ~ 2.57 %，有机质类型以Ⅱ₁型-Ⅲ型为主，沙三段一亚段页岩最高热解峰温（T_max）介于435 ~ 463 ℃，整体处于成熟阶段。③ 主要发育颗粒间孔、晶体间孔、黏土矿片间孔、粒内溶蚀孔、有机质孔和微裂缝6种类型的储集空间。页岩油主要赋存于小孔喉的黏土矿片间孔、溶蚀孔和大孔喉的晶体间孔、微裂缝中。④ 有机质含量、有机质类型、储层类型和沉积构造耦合构成的微观“源-储”组合是歧北次凹沙三段一亚段页岩油富集的主控因素。⑤ 纹层状中粒灰云质页岩、纹层状细粒混合质页岩和层状细粒混合质泥岩具备良好的源-储组合关系，是研究区页岩油富集的有利岩相类型。

松辽盆地大陆科学钻探井松科2井中发现了高含量天然氢气，氢气在不同类型岩石储层中吸附特征复杂。通过钻探井天然氢异常显示储层实验测试数据并结合分子动力学方法研究了不同地质条件下不同类型岩石储层中天然氢气吸附特征，根据温度、压力、孔隙直径、孔隙类型及气体竞争吸附因素研究了天然氢气赋存变化规律。研究结果表明：①天然氢异常显示储层中氢气含量最高达26.89 %，矿物以黏土矿物及石英为主，有机质含量相对较高。有机质与黏土矿物的孔隙为富氢天然气吸附孔隙，储层中相对较小尺寸孔隙（孔径0.4 ~ 7.0 nm）可能是氢气赋存的主要空间。②当氢气与甲烷共同存在于孔径大于0.5 nm的孔隙中时，吸附态氢气含量较低，孔隙尺寸变大使得游离态氢气含量升高。蒙脱石吸附氢气能力最强。甲烷的竞争吸附会减少孔隙内的氢气含量，不利于氢气富集。③压力增大使孔隙对氢气吸附能力明显增强，温度升高则会使氢气脱附作用增强。石英与伊利石孔隙中吸附态氢气会随着温度升高更容易转化为游离态。微孔对氢气的吸附作用较强，氢气吸附量主要在微孔中。④研究区深部富铁岩层或地幔活动具有充足的氢气供给，天然氢气可以赋存于深部沉积储层中。烃类气体的生成、氢气吸附向游离状态转化及逸散作用使得氢气含量逐渐降低，形成了以甲烷为主的富氢天然气聚集区域。

四川盆地北部侏罗系广泛发育正断层，但其在持续前陆盆地挤压背景下的成因机制尚不明确。通过不同构造位置三维地震断裂详细刻画和对比分析，研究了挤压背景下侏罗系正断层形成的主控因素、形成机制和多期叠加地质过程。研究表明：① 四川盆地北部侏罗系正断层是地层隆起过程中岩层弯曲拉张时张应变的结果，在平面上具有均匀分散的分布特征。形成了大量两条或多条对倾的小断距、短延伸正断层组成的地堑结构。② 其发育的方向和数量受到周缘冲断带挤压方向和构造期次的控制，在各期次均发育与挤压方向垂直的正断层。③ 盆地内正断层是龙门山-米仓山-大巴山陆内造山运动的响应。前缘隆起过程中地层褶皱控制了断层发育，构造叠加区多期次、多方向构造活动导致形成复杂正断层组合。④ 正断层不是挤压应力场的直接结果，而是挤压背景下隆起变形的伴生构造。

湖相页岩各岩相的矿物网络格架通常具有差异性，对页岩原生孔隙与次生孔隙的形成和演化具有重要影响。以四川盆地中部侏罗系大安寨段页岩为研究对象，用取心井LA1井、RA1井和G10井页岩样品，进行全岩X射线衍射（XRD）分析、总有机碳含量（TOC）测定、扫描电镜（SEM）观察和氮气吸附实验，研究了页岩岩石学特征与孔隙结构特征及其演化机制。研究结果表明：①大安寨段页岩划分为低碳介壳灰质粉砂质页岩岩相（OLLS）、中碳介壳灰质粉砂质页岩岩相（OMLS）、中碳介壳灰质黏土质页岩岩相（OMLC）、中碳粉砂质黏土质页岩岩相（OMSC）、高碳粉砂质黏土质页岩岩相（ORSC）、低碳黏土质页岩岩相（OLAS）以及中碳黏土质页岩岩相（OMAS）7种岩相。②页岩的储集空间主要以黏土矿物晶间孔为主，其中OLLS岩相脆性颗粒粒间孔较为发育，孔隙体积和比表面积相对较低。OMAS和OLAS岩相黏土矿物晶间孔最为发育，孔隙体积和比表面积最高。③碎屑矿物与黏土矿物的组成显著影响黏土矿物晶间孔孔径及有机质和黏土矿物的孔隙体积。碎屑矿物含量 < 25 %时，黏土矿物含量较高且孔隙体积较大，页岩总孔隙体积相应较大；碎屑矿物含量 ≥ 25 %时，有机质孔隙体积较大，但由于TOC变化范围较大，页岩总孔隙体积受有机质和无机矿物共同影响。④矿物-孔隙网络结构演化表明，有机质与矿物组分控制了成岩事件的发生及其强度，导致现今各岩相孔隙结构和孔隙网络结构演化特征具有差异性。

气候对湖泊生物发育以及沉积环境具有重要影响，是影响油页岩成矿的重要因素。在中侏罗世晚期，柴达木盆地气候经历了一次由湿润向干旱的重大转变。在此气候转折期，盆地沉积了一套连续稳定的湖相油页岩。以该套油页岩为研究对象，利用孢粉学和地球化学等手段，探究了气候干旱化与油页岩成矿的协同演化关系。研究表明：①石门沟组页岩段油页岩沉积于不同的干湿气候背景，下部黑色块状油页岩沉积于相对湿润气候背景下的淡水湖泊，而上部纹层状油页岩形成于干旱气候背景下的咸化湖泊。②湿润气候时期繁盛的陆地植被与高的陆源通量向湖泊输入了丰富的陆源有机质和陆源碎屑，导致了其混合的有机质来源和贫氧的有机质保存环境，形成了生烃潜力好的中等品质油页岩。③干旱气候时期萎缩的陆地植被以及藻类勃发造就了藻类为主的有机质来源，而缺氧和高盐的底水环境极大地提高了有机质的保存效率，形成了具有良好生烃潜力的中等偏高品质油页岩。④此次气候干旱化引发的湖盆咸化是驱动这两种油页岩成矿模式转变的关键。该研究不仅有助于揭示气候干旱化与油页岩成矿富集的耦合机制，也可为柴达木盆地优质油页岩矿产预测提供重要依据。

火山灰输入对咸化湖盆沉积环境重建的影响较大，其丰富的微量元素随着沉降入湖并与沉积物共同保存，导致湖相地层的元素含量无法代表原始沉积特征。以三塘湖盆地条湖-马朗凹陷二叠系芦草沟组二段（芦二段）为例，开展主/微量元素、稀土元素、饱和烃气相色谱-质谱、全岩X射线衍射和有机碳含量测试分析以及薄片鉴定，研究火山灰蚀变对细粒混积岩元素异常的影响机制，恢复火山灰影响下的咸化湖相沉积环境。研究结果表明：芦二段由细粒凝灰质和碳酸盐两种组分混积形成，长英质和碳酸盐矿物总含量平均可达95 %，属于广义上的相缘渐变混合沉积类型。大量热力学性质不稳定的盆缘火山灰物质在早期入水溶解和中、晚期脱玻化及有机酸溶蚀作用的影响下，向孔隙流体中释放出了高丰度的包括金属离子在内的多种营养性离子，对芦二段细粒混积岩中Ni， Co， S， P和Ga等元素产生了明显干扰，导致这些元素无法反映原始沉积环境信息。结合生物标志化合物和筛选校正后的主/微量元素分析发现，芦二段沉积期气候炎热干旱，湖盆水体供给有限，湖水盐度极高且含氧量较低。火山活动对芦二段沉积环境起到了明显的调控作用，当火山由强烈喷发期向间歇期过渡时，气候炎热干旱程度增强，水体蒸发量增大，水体盐度增高，含氧量增加，沉积形成了不同的岩石组合类型。

深入研究琼东南盆地乐东北坡梅山组海底扇的沉积特征及其沉积模式，对于指导该区域梅山组天然气勘探具有重要意义。通过岩心精细观察，结合地震、测井以及分析测试资料，并运用层序地层学与沉积学理论，研究了琼东南盆地乐东北坡梅山组海底扇的沉积特征和沉积模式。研究表明：① 乐东北坡梅山组海底扇的物源分别来自西部和北部。西部物源海底扇主要分布于坡折带以下的盆地沉积区。受构造限制西部物源海底扇在低洼区沉积，剖面上水道密集分布，扇体侧边缘具明显上超特征。北部物源海底扇在乐东凹陷东北陆坡发育，剖面上扇端砂体不断前积，表现为下超特征。西部物源海底扇与北部物源海底扇扇体明显不同。西部物源海底扇没有典型的扇体外形和水道地震响应，厚层砂岩直接超覆沉积于两侧斜坡区上，岩性以灰色细砂岩为主，砂岩厚度较大，砂岩组分以石英为主，石英含量平均为76 %，长石含量平均为12 %；北部物源海底扇岩性以灰色粉砂岩为主，砂岩厚度较小，砂岩组分以石英和岩屑为主，石英含量平均为55 %，岩屑含量平均为30 %。② 乐东北坡梅山组海底扇的发育主要受控于海平面变化、物源供给及古地貌特征。坡折带的形成以及较低海平面是海底扇形成的有利条件，而物源供给量与盆地古地貌则约束了海底扇的类型，高物源供给易于形成限制型海底扇，而低物源供给则有利于非限制型海底扇的形成。西部物源海底扇属于限制型海底扇，局限的盆地边界导致西部扇体砂质碎屑流沉积极为发育，水道频繁迁移改道，浊流沉积发育较弱。据此，总结了乐东北坡梅山组限制型海底扇发育特征及主控因素，建立了限制型海底扇沉积模式，以期为类似沉积体油气勘探工作提供参考。

构建超深层碳酸盐岩油气藏孔隙度的预测模型在勘探开发中具有重要意义。超深缝洞型油气藏埋藏深度超过7 500 m，地震信噪比偏低，缝洞非均质性极为显著，地震波阻抗的缝洞孔隙度模型与测井解释结果相比偏差较大。为此提出了基于深度学习的多地震属性非线性关系孔隙度模型预测方法，选取与孔隙度相关的 8 类地震属性，构建与测井解释孔隙度相匹配的地震属性训练集。通过Box-Cox变换方式对数据集的偏态分布予以改善，运用地震相约束的深度学习模型以及贝叶斯算法加以优化，建立了多地震属性与孔隙度非线性关系数学模型。与常用的地震波阻抗体预测模型方法相比，新模型验证井吻合度由24 %提高至92 %，孔隙度模型预测精度大幅提升。

陆相页岩油是中国油气增储上产的战略接替领域，但烃类流体流动性差和储层可压性差是制约页岩油开发的两大关键问题。针对这两大关键问题，以渤海湾盆地济阳坳陷页岩油为研究对象，开展了超临界CO₂-水-岩反应实验、扩散置换实验、真三轴压裂实验和三轴压缩实验，研究了超临界CO₂混合压裂机理及其应用技术。研究结果表明：页岩经过超临界CO₂溶蚀后，孔隙度可增大1 ~ 5倍，孔隙以中、大孔为主。裂缝随反应时间增加而变大，溶蚀2 h后裂缝宽度为399 nm，溶蚀12 h后裂缝宽度达到1 535 nm，宽度增大4倍，渗透率增大1 ~ 3个数量级。超临界CO₂对原油单次萃取效率高达24 %，超过30 h后，萃取作用不再明显。与干燥页岩相比，经过超临界CO₂-水作用后的页岩抗拉强度降低31 %。与干法压裂相比，超临界CO₂混合压裂既能充分沟通层理，形成层理缝，还能与后续水力压裂裂缝形成复杂的裂缝网络。在室内实验理论研究的基础上，开展超临界CO₂混合压裂矿场试验。试验结果对比表明：Y-1井中未注入CO₂的各段裂缝平均延伸压力为103.4 MPa，而注入了CO₂的各段裂缝平均延伸压力为100.5 MPa。注入CO₂后Y-1井的裂缝事件分布较为密集，各段平均事件数量为160.8个，各段平均有效改造体积为64.78 × 10⁴ m³。同时，储层流体黏度和密度均有所降低，流动性能增强。

超深断控储集体具有板状巨厚特征，该类储集体多期流体组分重力分异显著。注气后流体相态特征与常规砂岩注气存在巨大差别，注气机理认识不清严重制约注气开发效果。通过开展高温、高压全视域可视化油气混相实验，在确定油气静态接触和混相特征前提下，采用竖直放置的未填砂的长填砂管模拟断控空腔型储集体，开展高液体凝析气反凝析后顶部注气和底部注气相态实验。根据长填砂管不同部位流体的多次多级取样分析，研究了两种注气方式下油-气接触方式和相态变化特征，确定了在重力和扩散作用下形成的垂向组分梯度。研究结果表明，混相压力下顶部注气油-气接触面积有限，导致油气组分交换速度缓慢及油相体积膨胀不足，无法形成混相。在重力和扩散作用下出现重烃下沉、轻烃上升的组分分层，长填砂管内底部凝析油中C₂₀₊烃类含量是顶部凝析油中的3.4倍。底部注气不但能够提高注气量、增大油-气接触面积和接触次数，形成多次接触局部混相，还能扩大凝析油组分动用范围，将凝析油中C₂₀₊烃类含量的垂向差异降至2.1倍。3轮累计底部注气凝析油采收率可达32.66 %，是顶部注气采收率14.13 %的2倍以上。

物源分析对于追溯源-汇过程、明确有利储层展布规律具有重要意义。渤海湾盆地东营凹陷孔店组-沙河街组四段（沙四）下亚段是盆地裂陷初期充填的一套红色沉积，受多个物源共同控制，但其物源方向仍存在争议。为明确该时期物源发育特征，系统开展了砂岩碎屑组分统计、重矿物分析、泥岩全岩主量和微量元素地球化学测试以及碎屑锆石U-Pb同位素年龄研究。结果显示：①东营凹陷孔店组-沙四下亚段砂岩主要为岩屑质长石砂岩，成分成熟度较低，岩屑成分以变质岩和岩浆岩为主。②重矿物类型主要有锆石、石榴石、钛铁矿和磷灰石等。③泥岩全岩主量元素具有高硅、高铝和富碱的特征，微量元素中Li，Cr和Cs元素相对富集，稀土元素表现为轻稀土富集和Eu元素负异常的特点。④碎屑锆石U-Pb年龄范围为2 817 ~ 75 Ma，呈现多峰特征，主要年龄区间有175 ~ 130，315 ~ 250，1 900 ~ 1 855 Ma和大约2 500 Ma。研究表明，东营凹陷孔店组-沙四下亚段沉积时期具有强烈构造活动背景下的复杂母岩供源条件，母岩主要有太古宇中-酸性岩浆岩和变质岩、古元古界中-基性岩浆岩、下古生界碳酸盐岩以及中生界中-基性岩浆岩，中生界和古生界碎屑岩的再旋回对孔店组-沙四下亚段物源也具有重要贡献。结合区域构造背景和凸起区母岩性质，认为研究区在孔店组-沙四下亚段沉积时期以发育近源沉积体系为特征，主要有滨县-陈家庄体系、广饶体系和鲁西-青城体系等3大物源体系。

四川盆地复兴地区下侏罗统自流井组东岳庙段页岩凝析气藏压裂后开发时出现反凝析现象和严重水锁伤害。为定量研究页岩凝析气藏压裂后开发凝析气反凝析特征及油、气、水三相共存和共渗特征，进行了考虑压裂液滞留的页岩岩心反凝析实验，用氮气作为对照组排除页岩应力敏感性对实验结果的干扰。通过气测渗透率和采出油、气组分测试，评价了岩心反凝析伤害和采出油、气组成变化特征。开展岩心尺度反凝析特征模拟，定性、定量分析岩心内油、气、水三相赋存及渗流特征。研究结果表明：①无压裂液时反凝析伤害使气相有效渗透率下降40 %，有压裂液时反凝析伤害使气相有效渗透率下降30 %。水相优先占据小孔喉，削弱油相占据小孔喉的能力，导致凝析油临界可流动饱和度降低。②反凝析过程中重质组分滞留在岩心中，部分C₂—C₁₀烃类中间质组分因反凝析作用进入油相。随着压降过程再次“溶解”到凝析气中。③岩心内发生反凝析后，凝析油不是无限堆积而是很快突破至临界可流动饱和度。凝析气单相渗流区域较小，油、气共渗区域较大。

页岩油气作为非常规油气资源的一种重要类型，蕴藏着巨大的勘探潜力。可压性对页岩油气勘探开发具有至关重要的影响，弹性参数是衡量页岩可压性的核心参数。综述了国内外页岩弹性参数研究取得的进展，分析了面临的诸多问题和挑战。研究表明：①弹性参数的测量方法多样，有压缩法、超声波测量法、纳米压痕法和声波测井法等实验测量法，及数字岩心计算法、等效介质理论法和分子动力学模拟法等理论计算法。每种方法都有各自的优缺点和使用条件，需要根据实际情况来优选。②实验测量法精度较高，但受采样率和实验条件的影响。声波测井法求取的弹性参数是连续动态的，可以反映瞬时加载下的力学性质，但与真实地层长时间静载荷有一定的差别。物理模型理论计算法虽然模型具有明确的物理意义，但需要输入参数较多，方程复杂，实用性较差，且对非主要因素有过多的忽略或假定。分子动力学模拟虽然能够简单、方便地模拟多种矿物组成复合材料的弹性参数，但与实际的地质模型仍有差别，由于实际地下环境复杂多变、难以模拟，模拟结果与实际值有一定的区别。③页岩弹性参数主要受到矿物组分、天然裂缝、围压、孔隙结构、成岩作用和温度等因素的影响，但有机质特征、赋存流体性质、试样尺寸、层理和地应力差异等也都会产生不同程度的影响。未来研究需要在定量关系、多尺度和复杂地质环境方面开发先进技术。

为了深入分析不同储集空间类型碳酸盐岩气藏的采气和水侵动态，实现气藏的高效开发，采集四川盆地震旦系灯影组气藏中的孔洞型、裂缝型和缝洞型3种类型碳酸盐岩样品，以水侵物理模拟实验为主要研究手段，横向对比分析其水侵动态，提出了水侵动态预测新方法（\omega =A{R}^B）。研究结果表明：新方法对不同三维储集空间结构的岩样水侵预测效果非常理想。不仅适用于非均质底水气藏的水侵动态预测，还能分析碳酸盐岩气藏的水侵动态过程和水侵机理，无论是对均质性较强的孔洞型岩心，还是对非均质性极强的缝洞型岩心，其对视相对压力和拟合水侵量的预测效果都非常好。对于不同非均质程度的碳酸盐岩气藏，在相同的实验条件下，A值和B值的变化特征不同。碳酸盐岩气藏岩心孔隙发育程度和连通关系与水驱动用储量呈正相关关系，非均质性越强，气藏开采后期的地层能量削弱越明显，实际视相对压力降幅越大。水体能量对孔洞型岩心实验结果影响最小，对裂缝型和缝洞型岩心的实验结果影响较大。

准噶尔盆地玛湖凹陷具有巨大的油气开发潜力，但由于储层非均质性强、产量递减快。目前前置CO₂压裂-气驱-封存协同技术（PCFS）是砂砾岩储层强化开采的常用方法。为了研究前置压裂过程中CO₂-水-岩相互作用对孔隙结构的影响以及气驱过程中CO₂的运移规律，选取了玛湖凹陷砂砾岩岩心，开展了CO₂浸泡实验、高精度Mirco-CT扫描以及基于流体体积法（VOF）的3D数字岩心两相流数值模拟。研究结果表明：①CO₂-水-岩相互作用会导致砂砾岩孔隙结构发生溶蚀扩展，原本孤立的孔隙通道逐渐汇聚成为片状，从而扩大了CO₂团簇的波及范围。该过程也引发了二次矿物沉淀和膨胀，进而导致流动通道的堵塞或重组，改变流体在孔隙结构内的流动路径和速度，阻碍优势流道的形成。②CO₂浸泡导致孔隙空间溶蚀扩展所起到的积极作用要大于二次矿物沉淀和膨胀所引起的消极作用，增加渗透率，孔隙结构的渗流能力呈现出增强趋势。在不同流道中，CO₂团簇具有凸形和凹形等不同的驱替前缘形态。浸泡前、后代表性单元体（REV）模型无因次数（C_a，θ，M）对驱替效率的影响程度不同。在浸泡后孔隙发育程度相对较高的REV模型中，驱替效率对无因次数（C_a，θ，M）变化的敏感性较强，表明PCFS技术在孔隙发育程度较高的储层中具有更好的应用效果。